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Intercambiador Solar

En las instalaciones de energía solar térmica el intercambiador de calor es el encargado de transmitir la energía calorífica recogida por los colectores solares hacia el medio que se necesite calentar.

Según el tipo de sistema de transferencia de calor utilizado, se pueden clasificar en:

Directas: El agua caliente sanitaria para consumo circula por el circuito primario y, por lo tanto, circulará por los colectores. Este sistema es apto para pequeñas instalaciones situadas en zonas donde no existe peligro de congelación. La tendencia es hacia la restricción de su uso, no siendo admitido en varios países.

Indirectas: El agua caliente sanitaria para el consumo final circula únicamente por el circuito secundario, lo que supone que el líquido caloportador fluye solamente por el circuito primario y nunca está en contacto con el agua caliente sanitaria. En este caso se necesita de un intercambiador para pasar al segundo circuito el calor recogido en el primero.

El intercambiador seleccionado resistirá la presión máxima de trabajo de la instalación.

De acuerdo a la sección HE-4 del CTE español:

– Para el caso de intercambiador independiente, la potencia mínima del intercambiador P, se determinará para las condiciones de trabajo en las horas centrales del día suponiendo una radiación solar de 1.000 W/m2 y un rendimiento de la conversión de energía solar a calor del 50 %, cumpliéndose la condición:

P = 500 . A

Siendo:
P = potencia mínima del intercambiador [W]
A = el área de captadores [m2].

– Para el caso de intercambiador incorporado al acumulador, la relación entre la superficie útil de intercambio y la superficie total de captación no será inferior a 0,15.

En cada una de las tuberías de entrada y salida de agua del intercambiador de calor se instalará una válvula de cierre próxima al manguito correspondiente.

Los intercambiadores de calor utilizados en circuitos de agua sanitaria serán de acero inoxidable o cobre.

La pérdida de carga de diseño en el intercambiador de calor no será superior a 3 m/ca, tanto en el circuito primario como en el secundario.

Tipos de intercambiadores solares:

Intercambiador de placas: este tipo de intercambiador está formado por una serie de placas de metal corrugado, unidas en un bastidor mediante presión y selladas mediante una junta.
Las placas forman una serie de pasillos interconectados a través de los cuales circulan los fluidos de trabajo. Estos fluidos son impulsados mediante bombas.

Para la elección del intercambiador de placas adecuado para la instalación, es necesario consultar las directrices del fabricante. Sin embargo, se recomienda que la potencia térmica a transferir (en Kw) sea igual a los 2/3 de la superficie colectora (en m2).

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Intercambiador de doble envolvente: este sistema consta de un depósito en el que está acumulado el fluido secundario (agua caliente) y que dispone de una doble pared por la que circula el fluido caloportador cediendo calor al agua caliente sanitaria. Las condiciones de funcionamiento del intercambiador imponen la elección de su material, que suele ser acero al carbono o aceros aleados.

La superficie de intercambio mínima debe estar comprendida entre 1/4 y 1/3 de la superficie útil de los colectores. Sin embargo, existe un límite geométrico para su uso, que viene dado por las dimensiones de la carcasa. Para cierto rango de medidas, la superficie de intercambio puede llegar a ser menor que la cuarta parte de la superficie de los colectores. Para volúmenes mayores a 750 litros, la superficie de intercambio necesaria (que es la pared del acumulador) va aumentando y podría resultar en acumuladores muy altos para los que habría que contar con una sala de máquinas adecuada.

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Intercambiador de serpentín: está constituido por un tubo que está sumergido en un depósito donde se acumula el fluido secundario. Por el interior del tubo circula el fluido primario o caloportador cediendo el calor al fluido secundario.

Según la forma del tubo se distinguen:

Intercambiador de serpentín helicoidal. El tubo arrollado en espiral que transporta el fluido caloportador se encuentra sumergido en el interior del acumulador en la parte inferior.

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Intercambiador de serpentín de haz tubular. Son los comúnmente utilizados para obtención de ACS. El fluido primario circula por varios tubos, no por uno como en el helicoidal. El líquido fluye por el interior del serpentín por circulación forzada, mientras que en el exterior la renovación del fluido en contacto con el serpentín se hace por circulación natural.

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Para saber si un intercambiador de serpentín es adecuado para el uso en aplicaciones solares, su superficie de intercambio mínima debe estar comprendida entre 1/4 y 1/3 de la superficie útil de los colectores.

La superficie de intercambio de un serpentín helicoidal o de haz tubular será la superficie lateral de un cilindro que tiene por base la sección exterior del tubo empleado y por altura la longitud total del mismo. Con dicho criterio será fácil dimensionar un intercambiador tubular.

Algunas recomendaciones:
– El serpentín deberá ir colocado en la parte más baja del acumulador.
– Si es helicoidal, la distancia entre espiras deber ser igual a 2 veces el diámetro exterior del tubo.
– Si utilizamos anticongelante en una proporción de hasta un 30%, se debe aumentar la superficie de intercambio en un 10%.

Este contenido fue extraído del Manual Técnico Comercial de Energía Solar Térmica y forma parte del e-learning Solar.

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Energia Solar Panama

El Plan Nacional de Energía de Panamá 2015-2050 sugiere que hasta un 70% del suministro de energía del país podría ser renovable en 35 años.

La matriz de generación depende enormemente de los recursos hidroeléctricos (46% de la capacidad instalada) y combustibles fósiles (42%) haciendo a Panamá muy dependiente de la evolución del precio del petróleo (es importador neto) y del régimen de lluvias, afectado por el fenómeno climático de El Niño que en los últimos años ha causado sequías importantes, provocando escasez de suministro hidroeléctrico.

Además, el Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Panamá que vertebra el sector eléctrico, está muy condicionado por la enorme distancia existente entre los centros de generación (provincia de Chiriquí, en la zona occidental) y consumo (ciudad de Panamá y eje canalero).

La necesidad de diversificar la matriz energética, garantizando el suministro y reduciendo la volatilidad de los precios, así como de cumplir con los compromisos internacionales adquiridos por Panamá en el Acuerdo de París, ha hecho que se introduzca ligeramente la presencia de fuentes de energía renovables (eólica y solar) e introducido el gas natural en la matriz de generación.

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La Autoridad de Servicios Públicos (ASEP) reglamentó en 2012 la conexión de centrales particulares limpias a la red eléctrica nacional, con medidores bidireccionales y el «neteo» de energía para satisfacer el consumo eléctrico de cada participante y vender los excedentes.

La generación solar distribuida en techos ofrece energía en tiempo real durante el día con un activo improductivo (los techos) para lograr un costo fijo mínimo de la energía propia durante 25 años, con tecnología probada y con confiabilidad de suministro durante picos de demanda y en las noches, pues el usuario no se desconecta de la red.

El potencial de crecimiento en el país es evidente, en la medida en que se aceleren las decisiones individuales y empresariales de generar energía limpia y renovable.

La realidad es que la participación de la energía solar en la matriz energética nacional no es relevante. Actualmente representa solo el 2% de la generación de electricidad.

Un reporte de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) de mayo 2018 sugiere las siguientes recomendaciones para Panamá:

o Evaluar los incentivos regulatorios y financieros para el desarrollo de energía solar y eólica;

o Desarrollar una estrategia nacional para mejorar la planificación y el modelado de sistemas eléctricos con una mayor penetración de ERV;

o Identificar nuevas prácticas operativas para aumentar la flexibilidad y confiabilidad de la red con una mayor participación de ERV;

o Evaluar las interfaces regulatorias entre el Mercado Eléctrico Nacional (MEN) y el Mercado Eléctrico Regional (MER);

o Examinar cómo desarrollar las capacidades de la mano de obra de Panamá para alcanzar el objetivo de energía renovable 2050;

o Desarrollar un plan a largo plazo para la movilidad eléctrica y el acoplamiento sectorial.

Haciendo referencia a este post obtendrás un 50% de descuento en la formación E-learning de Sopelia que comienza el 20 de abril próximo.

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Energía Solar Donde Quiera Que Estes

Muchas veces ha rondado en nuestra cabeza el propósito de incorporar la energía solar a nuestras habilidades profesionales, ámbito de negocio o vida personal.

Casi siempre nos hemos topado con la misma barrera: el tiempo.

Estamos trabajando o estudiando y se nos hace muy difícil disponer siquiera de unas pocas horas semanales.

Es raro encontrar ofertas de formación que no sean muy cortas (talleres de pocas horas) ni muy largas (de uno o más años de duración) y que a su vez tengan un precio accesible.

Si a esto le añadimos la dificultad de tener que trasladarnos, porque la mayoría se imparten de manera presencial, finalmente terminamos postergando una y otra vez este propósito.

Sopelia impartió en colaboración con la Universidad Tecnológica Nacional de Mar del Plata (Argentina) el Curso de Técnico – Comercial en Energía Solar en la metodología de teleformación (distancia + presencial).

Sopelia actualizó y dividió esa acción de formación en 2 cursos específicos:

* Técnico – Comercial en Energía Solar Térmica

* Técnico – Comercial en Energía Solar Fotovoltaica

Los montó en una plataforma Moodle y el resultado son 2 cursos en metodología e-learning.

Esto significa que puedes recibir formación en Energía Solar con la mejor relación calidad-precio del mercado donde quiera que estés.

Solamente necesitas una computadora, Smartphone o dispositivo móvil y conexión a Internet.

Estos 2 cursos brindan capacitación técnico – comercial en aplicaciones domésticas de energía solar con el objetivo de difundir la tecnología y desarrollar recursos humanos para su incorporación al mundo laboral y empresarial.

Identificarás los aspectos más relevantes de la energía solar dentro del panorama energético actual.

Definirás, describirás y analizarás las características más importantes de la energía solar.

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Conocerás la composición, comprenderás el funcionamiento, diseño y mantenimiento de instalaciones para llevar a la práctica proyectos de energía solar térmica y fotovoltaica.

Es una capacitación dirigida a particulares interesados en incorporar energía solar en sus vidas, estudiantes y egresad@s de carreras técnicas, egresad@s de escuelas técnicas, ingenier@s, arquitect@s, profesionales e instaladores de sectores afines (climatización, electricidad, rural), personas con experiencia en energías renovables y profesionales del medio ambiente.

La primera edición 2020 comienza el día 20 de abril y finaliza el día 29 de junio.

Puedes inscribirte hasta el día 17 de abril inclusive en www.energiasrenovables.lat

Ya no tienes excusas, Energía Solar donde quiera que estés con Sopelia.

Tanques Acumuladores Solares

El acumulador se encarga de almacenar la energía térmica generada por los colectores solares.

Es imprescindible en las instalaciones puesto que los períodos de radiación solar y transferencia de energía no suelen corresponder con los períodos en los que tiene lugar el consumo de agua caliente.

Almacenar energía mediante agua caliente es barato, fácil de manejar, tiene una alta capacidad calorífica y es al mismo tiempo el elemento de consumo para el caso de ACS (agua caliente sanitaria).

El tipo de acumulador depende de la aplicación: agua caliente sanitaria, climatización, calefacción o uso industrial.

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Los más comunes son:

Acumuladores de agua caliente sanitaria: deben ser capaces de soportar los altos niveles de presión y temperaturas de trabajo previstas, no sufrir deterioros por fenómenos de corrosión y cumplir obligatoriamente con los requisitos exigidos al almacenamiento de agua potable.
Generalmente se ofrecen con capacidades de 100 a 5.000 litros de acumulación.

Acumuladores de inercia: se utilizan como acumulador de calor para sistemas de calefacción o para grandes instalaciones de ACS. Cumplen la función de tampón para almacenamiento de calor o frío. Actúan como memoria hidráulica entre la producción de calor y la liberación.
Generalmente se ofrecen con capacidades de 500 a 5.000 litros de acumulación.

Acumuladores combinados: combinan acumulación de ACS y acumulación de calefacción.
En un mismo acumulador se combinan, por ejemplo, 175 litros de acumulación para ACS y 600 litros de acumulación para calefacción.
Generalmente se ofrecen con capacidades de 175 a 250 litros para acumulación de ACS y de 500 a 2.000 litros de acumulación para calefacción.

Los materiales más usados en la construcción de acumuladores son:

Acero: necesita tratamientos internos a base de epoxi o vitrificados para evitar corrosión.

Acero inoxidable: es sin duda el mejor material.

Acero galvanizado: la temperatura de acumulación no debe superar los 65º C.

Fibra de vidrio reforzada: resiste la corrosión, pesa poco y es fácil su manutención, pero soportan bajas temperaturas (60º C máximo).

Plásticos: tiene cualidades similares a la fibra de vidrio.

Aluminio: no es aconsejable por problemas de corrosión.

Además de los tratamientos interiores, los acumuladores incorporan dispositivos de protección contra la corrosión.

Uno de los problemas originados por la corrosión es que el óxido y los sedimentos favorecen el desarrollo de la legionella. Es esencial evitarla mediante la construcción de acumuladores con materiales nobles como algún tipo de acero inoxidable y/o la combinación de algún revestimiento interior y un sistema de protección catódica.

Los acumuladores suelen ser de forma cilíndrica y de dimensión vertical mayor que la horizontal para favorecer la estratificación térmica del agua en su interior.
El agua más caliente de la parte superior se ubicará en la zona de extracción hacia el consumo o hacia el sistema convencional de soporte. El agua más fría se encuentra en la parte inferior del tanque, que será desde donde se impulsará hacia los colectores solares. De esta manera hacemos funcionar los colectores a la mínima temperatura posible, aumentando su rendimiento.

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El dimensionado del volumen de acumulación depende, principalmente, de tres factores:

1• Superficie de colectores instalados

Como criterio general para ACS, se recomienda un volumen de acumulación comprendido entre 50-100 litros por cada m2 de colector solar.
Valores mayores no conducen a un incremento significativo en cuanto al aprovechamiento de energía solar, y el coste del acumulador aumenta.
Contrariamente, menores tamaños aumentan la temperatura, disminuyendo, por lo tanto, el rendimiento de los colectores.
Para pequeñas instalaciones domésticas de producción de agua caliente sanitaria, la capacidad del depósito solar debería ser igual al consumo diario de agua caliente.

2• La temperatura de utilización

Ésta nos determinará el tipo de dispositivo de estratificación, así como el grosor del aislante a utilizar, en función de las pérdidas máximas que se consideran admisibles.

3• Desfase entra captación–almacenamiento y consumo

El volumen de acumulación será función del desfase entre el período de captación–almacenamiento y el consumo, que puede ser:

* Coincidencia entre período de captación y período de consumo (caso de precalentamiento de una caldera en un proceso continuo).
En este caso, el volumen especifico del acumulador será de 35-40 litros/m2.

* Desfases entre captación y consumo no superiores a 24 hs (calentamiento de agua sanitaria en viviendas plurifamiliares, hoteles, etc.).
En este caso, el volumen será de 60-90 litros/m2.

* Desfase entre captación y consumo habituales o periódicos superiores a 24 hs e inferiores a 72 hs (calentamiento de agua caliente sanitaria en procesos industriales, etc.).
En este caso, el volumen será de 75-100 litros/m2.

* Desfases entre captación y consumo superiores a 72 hs (calentamiento de agua sanitaria en segunda vivienda, en fin de semana.).
En este caso, el volumen se determinará haciendo un balance de pérdidas y ganancias energéticas y optimizando el aislamiento.

Este contenido fue extraído del Manual Técnico Comercial de Energía Solar Térmica y forma parte del e-learning Solar.

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Solar Térmica Nicaragua

Sin lugar a dudas el proyecto emblemático, en lo que a energía solar térmica se refiere es el sistema inaugurado el 9 de octubre de 2018 en el Hospital Militar Escuela Doctor Alejandro Dávila Bolaños de Managua.

Con una inversión de U$D 4,3 millones financiados a través de un préstamo blando de Oesterreichische Kontrollbank y Raiffeisen Bank International y con el apoyo de la Agencia de Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (UNIDO), y el Centro Nacional de Producción más Limpia de Nicaragua; esta instalación proporciona el 30% de la demanda requerida para la climatización y el 100% de la demanda de agua caliente (ésta última a utilizarse en diversas funciones operativas del hospital, tales como: higiene personal de pacientes y médicos, para aseo y preparación de alimentos en la cocina, para área de lavandería, entre otros).

El sistema solar fue instalado en un área de 4.450 metros cuadrados, está compuesto de 338 paneles solares térmicos y tendrá un impacto positivo en el medioambiente eliminando la emisión de más de 1.100 toneladas de dióxido de carbono cada año.

Es el segundo sistema más grande del mundo, el más grande en hospitales y único en Latinoamérica.

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A pesar del incremento en el número de instalaciones, la energía solar solo representa un 1% de la matriz energética de Nicaragua.

Existe la sensación de que la toma de decisiones está más enfocada en el mercado y no como una cuestión de desarrollo.

La clave está en asociar el desarrollo de la tecnología solar con actividades económicas, establecer una relación entre recurso hídrico, energías renovables y seguridad alimentaria y basar en las energías renovables la adaptación al cambio climático.

Actualmente la energía solar aporta seguridad energética en contraposición, por ejemplo, al suministro de energía vía presas hidroeléctricas que depende de lluvias que están variando cada vez más en toda la región debido al cambio climático.

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La diversificación de fuentes energéticas se vuelve indispensable y ha originado un crecimiento de inversiones en energía solar.

Esto ha sido posible por la contribución de los recursos públicos para apoyar el desarrollo de esta tecnología, por el compromiso político y por el papel llevado a cabo por la iniciativa privada.

En este sentido, es de destacar el trabajo que está realizando el BID en la región.

A pesar de los avances, la asignatura pendiente sigue siendo la integración energética en la región.

Una ampliación de las redes a nivel regional ayudaría a bajar los costos y una diversificación del suministro energético garantizaría mayor seguridad energética.

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Tubería Solar Térmica

La conexión de los diferentes componentes de la instalación solar se realiza con tuberías, hasta formar los circuitos hidráulicos necesarios.

Normalmente, los materiales utilizados para las tuberías del circuito primario son cobre, acero negro y materiales plásticos

Se pueden usar sin problemas las tuberías de polietileno reticulado, siempre que el fabricante garantice su uso por encima de los 120º C.

El acero galvanizado no debe usarse en circuitos primarios (de los colectores al almacenamiento) debido al fuerte deterioro que la protección de zinc sufre con temperaturas superiores a 65º C.

En general, la velocidad del fluido no ha de ser superior a 1,5 ó 2 m/s en el circuito primario.

Puede seleccionarse un diámetro de las tuberías de forma que la velocidad de circulación del fluido sea inferior a 2 m/s cuando la tubería discurra por locales habitados y a 3 m/s cuando el trazado sea al exterior o por locales no habitados.

Cuando se utilice acero en tuberías o accesorios, el pH del fluido de trabajo deberá estar comprendido entre 5 y 9.

El dimensionado de las tuberías se realizará de forma que la pérdida de carga unitaria en tuberías nunca sea superior a 40 mm de columna de agua por metro lineal.

La pérdida de carga total del circuito no debe superar los 7 m de columna de agua.

La pérdida de carga máxima es aplicable al circuito primario y al secundario. Si fuese mayor, estaríamos obligados a elegir el diámetro inmediatamente superior de tubería.

Para el calentamiento de piscinas se utilizan tuberías de PVC, que pueden tener grandes diámetros sin un sobrecoste importante.

Todas las redes de tuberías deben diseñarse de tal manera que puedan vaciarse de forma parcial y total, a través de un elemento que tenga un diámetro nominal mínimo de 20 mm.

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Para la selección de una tubería se deben tener en cuenta los siguientes aspectos:

1º Compatibilidad con el fluido:

Los materiales a emplear para circuitos de ACS podrán ser:

• Metálicos:

– Acero galvanizado, UNE-EN 10.255 serie M (solo en agua fría).
– Acero inoxidable, UNE-EN 10.312, series 1 y 2.
– Cobre, UNE-EN 1.057.

• Termoplásticos:

– Policloruro de vinilo no plastificado (PVC), UNE-EN 1.452.
– Policloruro de vinilo clorado (PVC-C), UNEEN ISO 15.877.
– Polietileno (PE), UNE-EN 12.201.
– Polietileno reticulado (PE-X), UNE-EN ISO 15.875.
– Polibutileno (PB), UNE-EN ISO 15.876.
– Polipropileno (PP) UNE-EN ISO 15.874.
– Multicapa polímero/aluminio/polietileno (PE-RT), UNE 53.960 EX.
– Multicapa polímero/aluminio/polietileno (PE-X), UNE 53.961 EX.

Quedan prohibidos expresamente los tubos de aluminio y aquellos cuya composición contenga plomo.

2º Presión de trabajo:

Se debe garantizar en todos los puntos de consumo una presión mínima de 1 bar y una máxima de 5 bares; por lo que se puede tomar 5 bares como presión para la selección de la serie.

Si bien las válvulas de seguridad de los depósitos suelen estar taradas a 8 bares ésta es una presión de diseño más adecuada.

3º Temperatura de trabajo:

Las tuberías para ACS y calefacción deben mantenerse estables con las temperaturas de trabajo de la instalación, esporádicamente ser capaces de alcanzar temperaturas cercanas a los 95 °C y seguir resistiendo con una esperanza de vida de al menos 50 años.

4º Pérdida de carga:

Cuando un líquido circula por el interior de un tubo recto su presión disminuye linealmente a lo largo del mismo, aunque esté en posición horizontal. Esa caída de presión se llama pérdida de carga.

Válvulas, estrechamientos, codos, cambios de dirección, derivaciones, etc. ocasionan pérdidas de carga locales o singulares que también se deben tener en cuenta.

Hay que determinar la pérdida de carga total, que es la suma de la pérdida de carga lineal y de las pérdidas de carga singulares.

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5º Tamaño de la tubería:

Para calcular el tamaño de la tubería partimos del dato del caudal.

Debemos determinar el diámetro mínimo de la tubería (es decir el más económico) sin que la pérdida de carga supere un límite razonable, para no vernos obligados a usar un grupo de bombeo de mayor potencia con el consiguiente derroche de energía.

Sabemos por experiencia que la velocidad máxima recomendada para la circulación del fluido es de aproximadamente 1,5 m/s si lo hace en forma continua (circuitos primarios) y de 2,5 m/s si lo hace a intervalos (circuitos secundarios de consumo).

También se recomienda (o se exige) que la pérdida de carga por cada metro lineal de tubo no supere los 40 mm ca.

Estas 2 condiciones imponen un límite inferior al diámetro de la tubería.

Es habitual partir de un diámetro estimado en base a la experiencia en instalaciones análogas y verificar que la elección implica valores de pérdida de carga y velocidad inferiores a los máximos recomendados.

De no ser así, habría que repetir la verificación para un diámetro inmediatamente superior.

Si por el contrario, podemos seleccionar un diámetro inferior al inicial, ahorraremos en material; sobre todo si el circuito tiene una longitud considerable.

Como primera aproximación, podemos recurrir a la siguiente fórmula:

D = j C 0,35

Siendo:

D diámetro en cm
C caudal en m3/h
j 2,2 para tuberías metálicas y 2,4 para tuberías plásticas.

La estimación inicial, cualquiera sea el método empleado, debe ser verificada haciendo uso de tablas o ábacos de pérdida de carga.

Hay tablas y ábacos específicos para cada tipo de material (cobre, acero, plásticos) que permiten determinar la pérdida de carga por rozamiento y la velocidad del fluido en los tubos.

Este contenido fue extraído del Manual Técnico Comercial de Energía Solar Térmica y forma parte del e-learning Solar.

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Nicaragua Solar

Nicaragua pretende ser menos dependiente de la energía térmica, que se produce a base de los derivados del petróleo, y por ello ejecuta proyectos de desarrollo solar en la costa Caribe y en zonas rurales del país.

Una de las primeras iniciativas allá por 2009 fue el programa Euro Solar, que benefició a 42 comunidades (7.000 familias) de la Región Autónoma del Atlántico Norte (RAAN), generando energía eléctrica para servicios de salud, educación y comunicación con Internet y telefonía en centros comunitarios.

Entonces Nicaragua dependía en un 80% de la energía generada a partir de derivados del petróleo.
Debido a su localización, Nicaragua es un país con alto potencial para el aprovechamiento de la energía solar y a la vez tiene uno de los índices de electrificación más bajos de la región.

En 2015, con el objetivo de llevar electricidad a las comunidades de la Región Autónoma del Atlántico Norte y a municipios del interior.se construyó la Subestación Eléctrica Mulukukú, que incluyó la construcción de 200 kms de líneas de transmisión entre Siuna y Puerto Cabezas, Región Autónoma del Atlántico Norte (RAAN), donde se instalaron 1.500 módulos solares y varias subestaciones eléctricas.

Se instaló el por entonces parque fotovoltaico más grande de Nicaragua, Planta Solar Astro, que con 3 MW en el municipio Tipitapa suministra electricidad al parque industrial Zona Franca Astro.

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El desarrollo de generación de energía a partir de fuentes renovables contó con importantes beneficios fiscales gracias a la Ley 901:

Exoneración de pago de Derechos Arancelarios de Importación (DAI) e impuesto al valor agregado (IVA), sobre la maquinaria, equipo, materiales e insumos destinados para las labores de preinversión y construcción de obras incluyendo la construcción de las líneas de subtransmisión necesaria para transportar la energía desde la central de generación hasta el Sistema de Interconectado Nacional (SIN).

Exoneración de pago de Impuesto sobre la Renta (IR) por un período de 7 años a partir de la entrada en operación comercial del proyecto.

Exoneración de pago de Impuestos Municipales sobre bienes inmuebles, ventas y matrícula por un período de 10 años a partir de la entrada en operación comercial del proyecto.

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La energía renovable en Nicaragua continúa avanzando viento en popa. En 2006, la energía renovable representaba apenas el 25% de la matriz energética nacional, fundamentalmente hidroeléctrica y geotérmica. Hasta el mes de diciembre de 2018 las energías renovables representaron 59% de la matriz energética nacional, aunque en algunos momentos del año pasado alcanzó hasta 80% de generación total.

En cuanto al aporte por sector en generación renovable se estima que la biomasa con residuos de caña de azúcar aportó 216 MW; hidroeléctrica 150 MW; geotérmica 154 MW; eólica 186 MW; y solar 13 MW. La geotérmica ha sido considerada la energía del futuro de Nicaragua pues en comparación con la eólica y la hidroeléctrica, es más firme y constante en su nivel de generación y cuenta con un gran potencial.

A pesar de estos progresos, Nicaragua no deja de ser el país con la energía más cara a nivel centroamericano en el sector industrial. Sólo quien consuma menos de los 150 kWh por mes paga una energía barata, lo que beneficia principalmente al consumidor residencial.

El origen de estos altos precios está en la necesidad y urgencia de ingresos por parte del gobierno, que son obtenidos en la tarifa energética nacional y utilizados para abonar las deudas interna y externa.

Los principales escollos para el desarrollo de la generación solar distribuida en Nicaragua son la alta inversión inicial que representa un sistema para la mayoría de los nicaragüenses y la inexistencia de una ley que promueva y regule la venta de electricidad de pequeños sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica.

Es necesario modificar la Ley 532 o adoptar una nueva ley que establezca una tarifa de venta razonable, incentivos para productores, operadores de red y consumidores, así como simplificar procesos de licitación en la contratación de energía para pequeños sistemas residenciales y de los sectores industrial y servicios.

La cantidad de profesionales en energías renovables aumenta cada año. Las nuevas generaciones son más conscientes del daño que se ha causado al medio ambiente y del potencial de la energía solar. Esta nueva generación nicaragüense debe trabajar para disminuir los precios de la energía y aprovechar la energía solar para brindarle a Nicaragua un futuro más sostenible y justo.

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Beca Solar

Si usted pertenece o representa a instituciones u organismos como los que se detallan a continuación, dispone de una beca solar para otorgar al / la beneficiari@ que el ente designe:

• Entidades académicas, educativas o de formación profesional
• Colegios o consejos profesionales
• Organismos gubernamentales
• Cámaras y asociaciones
• Sindicatos
• Fundaciones

Para acceder a la beca solamente hay que difundir la formación e-learning solar de www.energiasrenovables.lat en los medios de comunicación habituales a través de los que la institución u organismo difunde este tipo de iniciativas.

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Existe la posibilidad de recibir en metálico parte de la inscripción abonada por el/la alumn@ en caso de que la entidad beneficiaria de la beca esté abierta a una más estrecha colaboración.

Pueden enviarnos sus datos (nombre, correo electrónico, institución u organismo que representa) si desean ingresar como Invitado a la plataforma e-learning y tener acceso completo a la acción de formación.

Se trata de la formación en Energía Solar con la mejor relación calidad-precio del mercado.

Puede recibirse donde quiera que un@ esté.

Solamente se necesita una computadora, smartphone o dispositivo móvil y conexión a Internet.

Esta acción de formación brinda capacitación técnico – comercial en aplicaciones domésticas de energía solar con el objetivo de difundir la tecnología y desarrollar recursos humanos para su incorporación al mundo laboral y empresarial.

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La primera edición 2019 comienza el día 29 de abril y finaliza el día 8 de julio.

El plazo de inscripción es hasta el día 22 de abril inclusive en www.energiasrenovables.lat

Si desea emprender o trabajar en el sector solar, su partner es Sopelia.

Estructura Soporte Módulos Fotovoltaicos

En cuanto a la situación de los módulos fotovoltaicos existen las siguientes posibilidades generales:

Suelo: Es la forma más usual de instalación de grupos de módulos (sobre todo en huertos solares) y presenta grandes ventajas en cuanto a la resistencia al viento, accesibilidad y facilidad de montaje.

Sin embargo, es más susceptible de poder quedar enterrada por la nieve, inundarse o ser objeto de rotura por parte animales o personas.

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Poste: muy utilizada en instalaciones de pequeña dimensión, si se dispone de un mástil. Es el tipo de montaje típico en la alimentación de equipos de comunicación aislados o farolas.

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Pared: debe disponerse de buenos puntos de anclaje sobre una edificación construida. La accesibilidad puede presentar algunos problemas.

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Tejado o cubierta: una de las más habituales porque generalmente se dispone de espacio suficiente. Presenta también problemas de cubrimiento de nieve y riesgos en la impermeabilización de las sujeciones del techo.

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Si la instalación se localiza en una zona urbana, lo más habitual es colocar el módulo sobre el techo o cubierta.

En el montaje de la estructura se debe asegurar la estanqueidad de la cubierta mediante la utilización de elementos de impermeabilización.

También se debe realizar un estudio de cargas que permita determinar si la estructura o techo soportará el peso de los módulos y de la estructura soporte.

Sin embargo el principal factor a la hora de fijar la estructura es la fuerza del viento. La estructura deberá resistir vientos de, como mínimo, 150 km/h.

En terrazas o suelos la estructura deberá permitir una altura mínima del módulo de unos 30 cm. En zonas de montaña o donde se produzcan abundantes precipitaciones de nieve, deberá ser superior.

La estructura y los soportes deberán ser preferiblemente de aluminio anodizado, acero inoxidable o hierro galvanizado y la tornillería de acero inoxidable.

El aluminio anodizado es de poco peso y gran resistencia.

El acero inoxidable es apropiado para ambientes muy corrosivos y tiene mayor vida útil pero su costo es elevado.

Las estructuras de hierro galvanizado ofrecen una buena protección frente a los agentes corrosivos externos con la ventaja de que el zinc es compatible químicamente con el mortero de cal y de cemento, una vez que estos están secos.

Las estructuras vienen en kits o pueden usarse perfiles normalizados que se encuentran en el mercado y construir una estructura específica para la instalación.

Los soportes diseñados para un módulo solar determinado suelen ser más baratos que los confeccionados con el fin de poder sostener cualquier tipo de módulo. Sin embargo, seguramente serán estos últimos los que terminen desarrollándose en mayor número en un futuro cercano.

Normalmente un soporte para módulos solares tiene las siguientes características: posee una placa provista en su cara superior de unos medios de acoplamiento rápido para los módulos y de uno o más orificios para que los tornillos sean introducidos y así unir la placa al soporte. El soporte tiene también unos medios de fijación unidos a la cara inferior de la placa para su sujeción a la estructura inferior.

La orientación será siempre hacia el ecuador y se recomiendan las siguientes inclinaciones:

Instalaciones con función prioritaria en invierno (p.e.: albergue de montaña): 20º mayor que la latitud del lugar.

Instalaciones con funcionamiento uniforme a lo largo de todo el año (p.e.: electrificación de viviendas): 15º mayor que la latitud del lugar.

Instalaciones con funcionamiento prioritario en primavera y verano (p.e.: campings): igual que la latitud del lugar.

Instalaciones cuyo objetivo es producir la mayor cantidad de energía a lo largo del año (p.e.: conexión a red): 85% de la latitud del lugar.

La razón para incrementar la inclinación, respecto de la recomendada para colectores solares térmicos, se debe a que generalmente en el caso de instalaciones fotovoltaicas no se cuenta con un sistema de energía auxiliar y se hace necesario captar toda la energía posible en la época más desfavorable (invierno).

Sopelia ha desarrollado Solar Layout, la App de Android que permite obtener la inclinación, orientación y distancia entre filas de módulos fotovoltaicos en el lugar de instalación.

Este contenido fue extraído del Manual Técnico Comercial de Energía Solar Fotovoltaica y forma parte del e-learning Solar.

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Protección Del Sistema Solar Térmico

El correcto diseño de una instalación solar térmica pasa por prever todas las circunstancias que puedan dañarla y aplicar estrategias que puedan evitar que se produzcan averías que acorten su vida útil.

Hay básicamente 5 aspectos a tener en cuenta:

I-Protección contra heladas:

El método de protección dependerá del fluido caloportador utilizado y de las condiciones meteorológicas propias del lugar de la instalación.

No basta con proteger solamente a los colectores. También deben protegerse las tuberías exteriores.
Como sistemas de protección anti-heladas podrían utilizarse:

1. Mezclas anticongelantes: es la solución más usada para proteger a la instalación del peligro de congelación.

2. Recirculación de agua de los circuitos: este sistema es adecuado para zonas climáticas en las que los períodos de baja temperatura sean de corta duración.

3. Drenaje automático con recuperación de fluido: este sistema requiere utilizar un intercambiador de calor entre los captadores y el acumulador para mantener en éste la presión de suministro de agua caliente. No se aconseja esta solución en caso de que el absorbedor del colector sea de aluminio.

4. Drenaje al exterior (sólo para sistemas solares prefabricados): este sistema no está permitido en los sistemas solares a medida.

5. Paro total de la instalación durante el invierno: esta solución es aconsejable para instalaciones que solo se utilizan en verano y habrá que tener en cuenta que los circuitos vacíos están sometidos a mayores riesgos de corrosión.

6. Calentamiento de los colectores por medio de una resistencia eléctrica.

7. Colectores capaces de soportar la congelación: hay en el mercado colectores que tienen una elasticidad suficiente para soportar el aumento de volumen debido a la congelación.

8. Introducción en el circuito del absorbedor de cápsulas elásticas y estancas que contienen aire o nitrógeno. Al aumentar la presión debido a la congelación, éstas se comprimen evitando las averías por rotura.

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II-Protección contra sobrecalentamientos:

Un exceso de calor en los sistemas solares térmicos se produce cuando existe demasiada captación solar en relación al consumo que se hace de la energía obtenida. Cuando esto ocurre, los colectores retienen el calor que no se ha evacuado y elevan su temperatura hasta niveles que pueden ser peligrosos para la instalación.

Se estima que una temperatura del fluido caloportador superior a los 90 ºC empieza a ser peligrosa para la instalación.

El problema surge cuando, por las causas ya comentadas, la temperatura sube demasiado en los colectores y el fluido caloportador que circula en el interior del circuito primario comienza a hervir, a dilatarse y a emitir vapor.

Tanto la dilatación como sobretodo la vaporización elevan la presión dentro del circuito primario.

Por otro lado, cuando el fluido caloportador empieza a hervir en el circuito primario, se producen incrustaciones de cal en las superficies de los distintos componentes que van deteriorando el equipo.

En el sobrecalentamiento de los colectores pueden presentarse 3 casos:

1. Circuito cerrado con vaso de expansión al aire libre: el vapor producido va al exterior. Esto puede originar incrustación y riesgo de vaciado de parte del circuito, obligando a su rellenado antes de su puesta en servicio.

2. Circuito abierto (el agua de consumo pasa por los colectores): si la presión de ebullición supera a la de red, el vapor producido descargará en la red contaminando el agua.

3. Circuito cerrado y vaso de expansión cerrado: al elevarse la temperatura, la presión sube y la válvula de seguridad se abrirá al llegar a un cierto valor predeterminado.

El riesgo de sobrecalentamiento en el almacenamiento es menor y puede decirse que solamente podría producirse si la instalación cuenta con colectores de elevado rendimiento (p.e.: colectores de tubo de vacío) y carece de mecanismo de disipación.

Cuando las aguas sean duras (contenido en sales de calcio entre 100 y 200 mg/l) se tomarán las precauciones necesarias para que la temperatura de trabajo de cualquier punto del circuito de consumo no sea superior a 60 °C, sin perjuicio de la aplicación de los requerimientos necesarios contra la legionella.

En cualquier caso, se dispondrán los medios necesarios para facilitar la limpieza de los circuitos.

Además de los elementos de seguridad hay otros mecanismos para evitar los peligros de sobrecalentamiento:

• Usar un fluido orgánico con punto de ebullición alto.

• Ángulo de inclinación de los colectores superior al óptimo para captar la radiación solar preferentemente en invierno. Con ello se consigue que los rayos más perpendiculares del verano caigan con mayor inclinación sobre el colector y se aprovechen menos.

• Exceso de calor vertido en la piscina.

• Aleros. Mediante la disposición de aleros estratégicamente dispuestos es posible reducir la radiación solar que soportan los colectores solares en verano.

• Cubrir los colectores con fundas.

• Disipadores de calor. Estos dispositivos hacen circular el líquido sobrecalentado por unos conductos para que se disipe su calor en el aire.
Algunos dirigen todo el flujo sobrecalentado del circuito primario a una unidad donde el calor es disipado con ayuda de ventiladores (aerotermos).
Otros en cambio son estructuras que se colocan en cada colector o batería de colectores y que disipan solo el calor generado por la unidad sobre la que están. Este tipo de disipador funciona por gravedad, sin componentes electrónicos y se activa por medio de válvulas termostáticas. Tiene la ventaja de que sigue funcionando ante un corte en el suministro eléctrico.

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III-Resistencia a presión:

En el caso de sistemas cerrados, se tendrá en cuenta la máxima presión de trabajo de todos los componentes. El componente que tenga la menor presión máxima de trabajo es el que fijará la pauta para toda la instalación.

En caso de sistemas de consumo abiertos con conexión a la red, se tendrá en cuenta la máxima presión de la misma para verificar que todos los componentes del circuito de consumo soportan dicha presión.

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IV-Prevención de flujo inverso:

La instalación del sistema deberá asegurar que no se produzcan pérdidas energéticas relevantes debidas a flujos inversos no intencionados en ningún circuito hidráulico del sistema.

La circulación natural que produce el flujo inverso se puede favorecer cuando el acumulador se encuentra por debajo del colector, por lo que habrá que tomar, en esos casos, las precauciones oportunas para evitarlo.

En sistemas con circulación forzada se aconseja utilizar una válvula anti-retorno para evitar flujos inversos.

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V-Prevención de la legionelosis:

Se deberá cumplir que la temperatura del agua en el circuito de distribución de agua caliente no sea inferior a 50 °C en el punto más alejado y previo a la mezcla necesaria para la protección contra quemaduras o en la tubería de retorno al acumulador. La instalación permitirá que el agua alcance una temperatura de 70°C. En consecuencia, no se admite la presencia de componentes de acero galvanizado.

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Este contenido fue extraído del Manual Técnico Comercial de Energía Solar Térmica y forma parte del e-learning Solar.

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